吉木薩爾凹陷頁巖油賦存特征及含油下限

李映艷，鄧 遠，徐田錄，彭壽昌，雷祥輝

( 1. 中國石油新疆油田分公司 勘探開發研究院，新疆 克拉瑪依 834000； 2. 中國石油新疆油田分公司 吉慶油田作業區，新疆 吉木薩爾 831702 )

0 引言

頁巖油是指以頁巖為主的頁巖層系中所含的石油資源，既包括泥頁巖孔隙和裂縫中的石油，還包括互層和相鄰的貧有機質儲集層中的石油。中國頁巖油資源豐富，如松遼盆地白堊系、渤海灣盆地古近系、準噶爾盆地二疊系、鄂爾多斯盆地三疊系、四川盆地侏羅系等有發現[1-7]。準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組是中國陸相湖盆頁巖油的典型代表，自2011年起，新疆油田相繼開展直井開發試驗、水平井提產、井組開發，以及井距和改造規模對比試驗，單井年產量最高突破1.3×104m3[5]，已成為中國頁巖油規模開發效果最好的建產區。

吉木薩爾蘆草溝組具有整體含油、局部富集的特征，上、下共發育兩套甜點層段，即蘆二段二層組(P2l22)和蘆一段二層組(P2l12)。上甜點主要為水下灘壩及分流河道沉積的粉細長石巖屑砂巖，下甜點主要為三角洲前緣分流河道及遠砂壩沉積的云質砂巖、粉砂巖。勘探實踐證實，吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油勘探前景廣闊，2021年年產量已達4×105t，規劃2025年年產量可達2×106t[8]。目前，蘆草溝組頁巖油依然存在勘探難點，如高頻旋回控制下的多組分混積模式及規律、頁巖油微觀賦存、頁巖油含油下限及含油性、地層條件下頁巖油的可動下限及測井評價方法等。

頁巖油儲層多為微納米孔喉系統，不同孔徑內的原油賦存形態存在差異，制約頁巖油的可動性。此外，厘定頁巖油的含油下限，對頁巖油儲層含油性評價及甜點優選也起重要作用。目前，頁巖油的賦存研究主要利用兩種手段：一是利用環境掃描電鏡、CT、電子束荷電效應、能譜等手段直接觀測[9]，可以直觀揭示原油的賦存特征，但受樣品尺寸的影響，其結果缺乏代表性。二是利用核磁共振、熱解、抽提及分子動力學模擬等手段間接表征[10-13]，在巖心尺度上開展研究。基于吉木薩爾凹陷蘆草溝組巖心樣品，筆者開展激光共聚焦、2D核磁共振、抽提前后的高壓壓汞對比實驗、常壓滲吸實驗及加壓飽和實驗，定性定量表征基質孔隙內不同性質流體的賦存特征，并根據2D核磁和壓汞實驗結果，厘定研究區頁巖油儲層孔隙和喉道的含油下限，為甜點層段的優選及可動性評價提供參考。

1 樣品及實驗

采集吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層樣品12塊，包括研究區三類主要巖性，即粉砂巖、云質粉砂巖和泥頁巖，孔隙度介于7.4%～19.7%、滲透率介于(0.020～0.630) ×10-3μm2，樣品基本物性參數見表1。

表1 研究區實驗樣品基本物理參數Table 1 Basic physical parameters of experimental samples in study area

表1中，2號、15號和30號為密閉取心樣品，用于激光共聚焦觀測，在冷凍條件下切片→密膠→磨光切片→粘片→磨制薄片，利用LEICA-SP8型激光共聚焦觀察；剩余9塊樣品為非新鮮樣品，將每一塊巖心切割成三份柱塞樣品，即一份尺寸為5.0 cm×2.5 cm，兩份尺寸為1.5 cm×2.5 cm，其中，長度為5.0 cm柱塞樣品直接開展二維核磁檢測，長度為1.5 cm樣品一份抽提烘干后開展壓汞實驗，另一份不抽提，冷凍處理后開展壓汞實驗。二維核磁實驗在MesoMR3-060H-I核磁共振儀上進行，測量過程參照SY/T 6490—2007《巖樣核磁共振參數實驗室測量規范》，測量參數設定為180°脈沖間隔TE=0.2 ms，等待時間Tw=3 000 ms，脈沖個數NECH為6 000，疊加次數NS為32，描述縱向弛豫曲線需要的數據點數NTI為40。高壓壓汞實驗在AutoPore-IV-9505孔隙分析儀上進行，測試過程參照GB/T 29171—2012《巖石毛管壓力曲線的測定》，最大毛管壓力為200 MPa，檢測溫度和濕度分別為23.6 ℃和5%。

2 頁巖油賦存特征

2.1 激光共聚焦觀測

激光共聚焦掃描以多波段、多層掃描方式檢測樣品。通過激光共聚焦掃描激發熒光，可觀察到微觀孔隙中原油輕質和重質組分分布規律[14]。吉木薩爾凹陷頁巖樣品激光共聚焦三維重構圖像采用488 nm固定波長的激光激發樣品，原油中輕質組分產生490～600 nm波長范圍的熒光信號，表現為紅色—粉紅色；重質組分波長較長，產生600～800 nm波長范圍的熒光信號，表現為紫色—棕紅色。

整體而言，蘆草溝組頁巖油儲層具有較高的含油豐度，原油多呈片狀或連片狀分布在孔隙中(見圖1)。“上、下甜點”層段油質存在顯著差異，“下甜點”儲層(見圖1(b-c))中原油重質組分明顯比“上甜點”的(見圖1(a))多，導致 “下甜點”原油黏度比“上甜點”的大，可動性比“上甜點”的差，說明“上甜點”頁巖油儲層內游離油含量相對高，原油可動性較“下甜點”的好。

圖1 吉木薩爾凹陷頁巖油樣品激光共聚焦三維重構圖像Fig.1 Three dimensional reconstruction image of shale oil samples in Jimusaer Sag by CLSM

受實驗分辨率的制約，激光共聚焦僅能觀察到微米級孔隙內的原油賦存特征。孔隙尺寸不同，孔隙內原油的輕、重組分含量及分布差異顯著。以“上甜點”2號樣品為例(見圖2)，輕質組分多分布在尺寸較大且相互連通的孔隙內，隨孔隙尺寸變小，原油的重質組分含量明顯增多。同一孔隙內輕質和重質組分呈差異化分布，輕質組分分布在孔隙中心，而重質組分分布在孔隙周邊并包裹輕質組分。張世明[15]利用分子動力學模擬揭示原油密度從孔隙壁面到孔隙中央逐漸降低，高密度的重質油多為吸附態附著在孔壁表面，而孔隙中央的輕質油呈現游離態，與激光共聚焦觀察到的結果具有一致性。

圖2 不同尺寸孔隙內重、輕質組分賦存特征Fig.2 Occurrence characteristics of heavy and light components in pores with different sizes

2.2 二維核磁共振實驗

基于二維核磁中的橫向弛豫時間(T2)與擴散系數(D)、縱向弛豫時間(T1)等參數的關系，可描述不同含氫組分的分布特征，并被廣泛應用于頁巖油賦存定量表征[16-19]。在納米級多孔介質中難以測量擴散系數D[20]，采用T1—T2譜區分吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油的賦存特征。

為了厘定油水在T1—T2譜中的分布特征，對洗油干燥后的巖心樣品分別飽和煤油和水，開展二維核磁檢測。兩種流體的縱向弛豫時間T1差異明顯，煤油主要分布在T1>30 ms、T1/T2=10～1 000的區域(見圖3(a))，水主要分布在T1<30 ms、T1/T2=1～10的區域(見圖3(b))。8 000 r/min離心3 h后，煤油的核磁信號從20 992 a.u.降至11 409 a.u.，高T2區域的信號量降低顯著，殘余油信號主要分布在T2<3 ms、T1>30 ms區域(見圖3(c))。在8 000 r/min離心3 h后，飽和水樣品的核磁信號在2D圖譜中的位置變化不大，但氫信號總量降幅高達76%(從6 741 a.u.降至1 603 a.u.)(見圖3(d))，遠高于煤油的降幅(46%)。

圖3 飽和和離心狀態下煤油和水核磁二維譜圖Fig.3 2D NMR spectra of saturated and centrifuged kerosene and water

9塊非新鮮巖心樣品的2D核磁譜揭示，殘余流體分布大體以0.2～0.5 ms為界限劃分為左右二個區域，對照油—水的2D核磁分布特征，厘定右側區域基本為原油信號，T1/T2介于3～100(見圖4)。與飽和煤油相比，非新鮮巖心樣品的T1、T2及T1/T2有所減小，主要是實際原油組分比煤油重且黏度大的緣故。謝然紅等[21]通過不同黏度原油的核磁共振實驗，證實T1、T2隨原油黏度或重質組分含量增大而逐漸降低。游離態水的信號位于油信號的下方(見圖3(b))，但在原始巖心樣品中未檢測到該區域的水信號，可能是由于樣品長期暴露在干燥的空氣中，游離態水多已蒸發散逸殆盡。

圖4 非新鮮巖心樣品殘余流體二維核磁譜特征Fig.4 2D NMR characteristics of residual fluid in not-fresh core samples

基于陸相頁巖油不同含氫組分T1—T2核磁分布特征，LI Jinbu等[22]認為，干酪根(或固態瀝青)、結構水和吸附水T2普遍低于0.2 ms，其中，吸附水T1/T2主要介于1～10，結構水、干酪根及固態瀝青的T1/T2多大于10。原始樣品2D核磁左側區域氫信號基本屬于這一范疇，在T1/T2介于1～10區域為吸附水(27、49、13號樣品等)，T1/T2>10的氫信號源于結構水和干酪根或固態瀝青(31、38、1號樣品等)(見圖4)。

核磁T2譜由若干個回波串反演獲得，其反演過程采用統計學原理，統計學的中心極限定理認為：一些現象受到許多相互獨立的隨機因素的影響，如果每個因素所產生的影響很微小時，總的影響可以看作是服從正態分布[23]。考慮到巖心樣品從地層中取出且在巖心庫放置較長時間，孔隙內原油經歷彈性能釋放排出和揮發散逸，殘留的原油多為重質組分，組分相對單一。在不考慮原油組分對T2的影響下，核磁T2譜的分布形態更多受控于孔隙尺寸。根據自相似性利用分形原理將孔隙劃分為大、中、小、微4種類型[24-27]。以核磁T2值代表孔徑，并將4種類型孔隙作為獨立因素對核磁T2譜進行分頻處理，可獲取各獨立因素具正態分布的子頻譜[28]。分頻結果顯示，9塊巖心樣品中，除41號樣品被分解出4個頻譜外(見圖5(a))，其他樣品被分解出3個子頻譜(38號樣品，見圖5(b))，4個子頻譜主峰對應的T2值分別位于0.1、1.0、10、100 ms附近，可依次看作微、小、中、大孔。微孔內流體的T2譜主峰位于0.1 ms處，對應2D核磁譜中的結構水和吸附水(見圖4)，小孔—大孔中的流體為殘留原油。

圖5 核磁分頻及不同類型孔隙內殘余流體分布特征Fig.5 NMR frequency division and distribution characteristics of residual fluid in different types of pores

2.3 抽提前—后壓汞實驗

抽提前樣品的進汞量體現該樣品中扣除殘余流體后的孔隙體大小，抽提烘干后樣品的進汞量為總有效孔隙空間，二者之差即為不同尺寸喉道控制的孔隙內殘余流體體積(以1號樣品為例，見圖6)。由9塊樣品殘余流體的分布特征可知，粉砂巖類樣品殘余流體賦存空間的喉道半徑范圍最大，為5～2 800 nm(見圖7(a))，鑄體薄片揭示孔隙較為發育，主要為粒間溶孔和粒內溶孔，部分長石被溶蝕成鑄模孔(見圖7(b))。云質粉砂巖流體賦存空間的喉道尺寸有所減小，最大喉道半徑約為500 nm(見圖7(c))，孔隙發育程度差于粉砂巖類的，但依然以粒間/粒內溶孔為主，局部發育(見圖7(d))。泥頁巖殘留油賦存的儲集空間喉道半徑最小，基本小于130 nm(見圖7(e))，鑄體薄片未明顯觀察到孔隙，多以晶間孔為主(見圖7(f))。

圖6 1號樣品洗油前—后壓汞結果Fig.6 Mercury injection results of sample 1 before and after oil washing

圖7 不同巖性儲層殘余流體儲集空間喉道半徑分布及鏡下特征Fig.7 Throat radius distribution and microscopic characteristics of residual fluid reservoir space in different lithology reservoirs

3 不同狀態流體分布特征

流體的賦存狀態與其可動性密切相關，可動性較高的游離態油和水很容易在巖心從地層鉆取過程中通過彈性能釋放排出，束縛態流體雖然受控于毛管阻力難以排出，但在后期可通過揮發散逸排出，殘留下來的多為附著在孔壁上的吸附態及分布于晶格間的結構態，可動性最差[29-30]。采用常壓自發滲吸實驗恢復毛管束縛流體，采用加壓(35 MPa)飽和實驗恢復彈性能釋放排出的可動流體，從而評價不同尺寸孔隙內流體的賦存特征及可動性。以41號樣品為例，歷經3 d的自發滲吸原油，樣品的核磁信號由790 a.u.增加到1 711 a.u.，進一步壓飽和后核磁信號增至3 347 a.u.(見圖8(a))。從孔壓35 MPa降到標準大氣壓，彈性能釋放排出的可動流體可達48.9%，后期的揮發散逸使得孔隙內束縛態流體散失27.6%。

進一步對自發滲吸后的核磁T2譜和加壓飽和后的核磁T2譜進行分頻處理，不同尺寸孔隙內流體的分布特征及核磁信號量見圖8(b-c)和表2。雖然實驗沒有恢復基質孔隙內地層水含量，但通過場發射掃描電鏡揭示研究區頁巖油儲層“中—大孔親油含油、微—小孔親水含水”的潤濕性特征和原油賦存模式[31]。因此，結合巖心樣品在原始狀態、滲吸狀態和加壓飽和狀態的流體分布特征，可以認為微孔內主要為孔壁吸附水、毛管束縛水和可動水，小孔內主要為吸附油、束縛水和可動水，中孔內主要為吸附油、束縛油和可動油，大孔內主要為可動油和少量吸附油(見圖8(d))。由41號樣品的分析結果可知，大孔內近99%的原油可動，不到1%的原油吸附在孔壁上；中孔內可動原油和毛管束縛原油占比相當，剩余15%為吸附油；小孔內過半數為吸附油，其余空間為可動水和束縛水，二者比值約為1/2；微孔內近40%為吸附水，其余空間被可動水和束縛水占據，二者含量相當(見圖8(d))。

圖8 不同狀態下核磁T2譜分頻結果及各類型流體占比Fig.8 Frequency division results of nuclear magnetic T2 spectrum and distribution proportion of residual oil in different pores

表2 不同狀態下各類型孔隙內核磁信號量Table 2 NMR signal quantity in various types of pores under different states

4 頁巖油含油孔喉下限

高壓壓汞和核磁共振表征流體賦存存在各自的優缺點，壓汞實驗可獲得殘余流體賦存的喉道半徑分布，但無法獲得孔隙尺寸的分布，也無法區分油—水的分布；二維核磁實驗雖然可以區分油—水，但僅獲得縱橫向弛豫時間，無法獲取孔徑信息。

對比壓汞和核磁實驗結果，殘余流體的分布在兩種實驗上表現為雙峰特征，其差異在于壓汞數據的左峰幅度比核磁T2譜左峰低(見圖9)，主要是由于核磁T2譜左側區域的氫信號中存在源自干酪根和結構水中的氫核，這部分在壓汞實驗中無法體現。因此，在殘余流體賦存空間的喉道分布曲線中，喉道半徑小于15 nm的流體主要為吸附水，而大于15 nm的區域為殘留在孔隙中的原油。對比核磁譜和殘余流體分布曲線(見圖4、圖7)，9塊樣品的束縛水和殘余油界限約為15 nm，可認定研究區頁巖油賦存的喉道半徑下限為15 nm。

圖9 1號樣品基于高壓壓汞和二維核磁共振表征殘余流體分布特征Fig.9 Residual fluid distribution characteristics of sample 1 based on high-pressure mercury injection and 2D NMR characterization

王劍等[32]、覃建華等[33]明確泥巖、泥晶白云巖及灰巖是研究區蘆草溝組的主要生油巖，生成的原油近距離運移至毗鄰的粉砂巖和云質粉砂巖，形成廣義上的頁巖油[34]。在運聚動力相近的情況下，基質孔隙內含油性受控于與之聯通的喉道尺寸，說明原油運聚時的動力僅能突破15 nm以上的喉道，并賦存于與之聯通的孔隙。

橫向弛豫時間T2是孔隙半徑的核磁體現，可表達為孔徑r=C×T2，其中，C為孔徑轉換因數[35-36]。對于中大孔，孔隙和喉道的尺寸差異較大，但在微小孔范圍內，多為短導管型或平板型孔喉系統，孔隙和喉道尺寸相當[37]，高壓壓汞獲取的喉道半徑即為孔隙半徑。因此，以微小孔為基準，厘定孔隙尺寸與轉換因數，從而獲取樣品的全孔徑分布特征。

從大喉道(高T2)開始，對表征殘余流體分布的壓汞曲線和核磁T2譜累積，并進行歸一化處理。厘定合適的轉換因數C，確保核磁信號累積曲線與壓汞累積曲線在孔隙和喉道半徑低值區重合，獲得由T2轉換的孔徑分布。以38號樣品為例，該樣品喉道半徑主要分布在0.50 μm以下，平均喉道半徑約為0.12 μm(見圖10(a))。當孔徑轉換因數為0.27時，累積核磁曲線和累積壓汞曲線在孔—喉半徑小于0.06 μm區域高度重合(見圖10(b))。當孔—喉尺寸大于0.06 μm時，孔隙和喉道半徑差異逐漸增大，孔隙最大尺寸可達10 μm(見圖10(c))，說明該區內多為大孔細喉型孔喉特征。由于巖性差異，不同樣品的孔徑轉換因數略有差異，整體上粉砂巖樣品轉換因數最低，平均為0.12；云質粉砂巖轉化因數略高，平均為0.24；泥頁巖轉化因數在粉砂巖和云質粉砂巖之間，平均為0.15(見圖10(d))。

圖10 基于壓汞實驗和核磁T2譜的孔徑轉換Fig.10 Pore size conversion based on mercury intrusion experiment and nuclear magnetic T2 spectroscopy

根據二維核磁圖譜特征，厘定殘留原油和吸附水的T2界限為含油下限(見圖11(a))，結合相應樣品的孔徑轉化因數，獲得各樣品的含油孔徑下限(見圖11(b))。與喉道的下限不同(喉徑下限約為15 nm)，不同樣品的含油孔徑下限差異較大，粉砂巖含油孔徑下限最小，最低約為24 nm，云質粉砂巖孔徑下限最高，可達135 nm(見圖11(b))。含油孔徑下限除受巖性制約外，還與物性有明顯關聯，表現為隨滲透率增大，相同巖性儲層的含油孔徑下限逐漸增大(見圖11(c))；粉砂巖和云質粉砂巖孔隙度與含油孔徑下限也呈良好的線性正相關關系，但泥頁巖的孔隙度與孔徑下限相關關系并不明顯(見圖11(d))。

圖11 不同巖性儲層含油孔徑下限及與物性關系Fig.11 Lower limit of oil-bearing pore size and its relationship with physical properties in reservoirs with different lithology

相同喉徑下限、不同孔徑下限，體現不同樣品之間含油最小孔喉系統的差異。如38號樣品最小含油孔喉系統的孔喉比為9.0，屬于典型的墨水瓶狀球棍型孔喉結構；24號樣品的孔喉比僅為1.6，歸為導管狀樹枝型孔喉系統。同種巖性含油孔徑下限與儲層物性具有正相關關系，說明隨儲層物性變好，基質內更多發育尺寸較大的粒間孔和粒間/粒內溶孔、球棍型孔喉系統占比高；反之，物性較差的樣品更多發育導管狀的晶間孔、基質微孔。

5 結論

(1)吉木薩爾凹陷不同性質原油在不同尺寸孔隙中分布差異明顯，輕質油多呈游離態賦存于中—大孔內部，重質油多呈吸附態附著在孔壁上，且隨孔徑尺寸變小，孔壁吸附的重質油厚度變大，微小孔中多為毛管束縛態重質油；整體上，“下甜點”重質油含量高于“上甜點”的，造成“下甜點”原油黏度大、可動性差。

(2)原油賦存在T2>0.2～0.5 ms、T1/T2=3～100的區域，吸附態水主要分布在T2<0.2 ms、T1/T2=1～10的區域。殘留油主要賦存在小—中孔中，其中粉砂巖以小孔居多，云質粉砂巖以中孔居多，泥頁巖小孔和中孔殘留油量相當。不同巖性殘余油賦存空間的喉道尺寸存在差異，從粉砂巖、云質粉砂巖到泥頁巖，殘余流體賦存空間的喉道尺寸逐漸降低。

(3)可動油主要分布在中孔—大孔中，束縛油主要分布在中孔內，吸附油以小孔為主，其次為中孔和大孔；地層水主要分布在微孔和小孔內，其中微孔內近40%為吸附水，其余空間可動水和束縛水各占一半，小孔內以束縛水為主，其余為可動水。

(4)研究區含油下限在T2=0.2～0.5 ms，對應喉道半徑約為15 nm，孔隙半徑下限差異明顯，其中以云質粉砂巖含油孔徑下限最大，粉砂巖含油孔徑下限最小。含油孔徑下限受巖性和物性雙重控制，在24～135 nm有分布；同種巖性隨儲層物性變好，含油喉徑不變，但孔徑下限逐漸增大，說明物性好的儲層多發育墨水瓶狀球棍型孔喉系統，反之，多發育導管狀樹枝型孔喉系統。